Présentation du système électrique Marocain

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1 Présentation du système électrique Marocain

2 Activités de l ONEE-BE Production Transport DISTRIBUTION Challenges pour le secteur électrique Evolution de la demande en énergie Forte dépendance au pays étranger ( plus de 95% de l énergie est importée ) Prix de l énergie volatil Respect de l environnement 2

3 Stratégie de développement du secteur électrique I. Assurer l approvisionnement en énergie: Amélioration de la capacité et la fiabilité de la production et du réseau, II. Recherche du prix de KWh le moins cher : Améliorer les performances industriels, Encouragement de l investissement privé, Utilisation des technologies, optimisation de l énergie fossile et Mangement de la charge, III. Diversification des sources de productions: Promotion de énergie renouvelable, IV. Intégration du marché régional : Développement des interconnexions et présence sur le marché régional d électricité, 3

4 ORGANISATION DU SECTEUR ELECTRIQUE ONEE-BE PRODUCTION IPP PRODUCTION PRODUCTION SOUS LA LOI E U R O P E Interconnexion RESEAU DE TRANSPORT ONEE A L G E R I Interconnexion E ONEE DISTRIBUTION MT/BT ONEE CLIENTS THT/HT REGIES + PRIVES MT/BT

5 Demande totale en 2014 : GWh Capacité installée en 2014 : MW Wind 5% Hydraulic 6% Imports 18% others 1% Coal 47% natural Gazl 16% Fioul 7% En MW En % Hydraulic % Pump-Turbine 464 6% Total Hydraulic % Thermal Steam % Gaz Turbines % Diesel 201 3% Thermal Steam de Jorf Lasfar % Combined Cycle Tahaddart 384 5% Combined Cycle Ain Béni Mathar 452 6% Total Thermal % Wind ONEE 200 3% Wind private (Loi 13-09) 200 3% Wind CED + Tarfaya 350 4% Solar thermal of Ain Béni Mathar 20 0% Total wind and solar % Puissance installée totale % Audit de suivi N 1 : 20 & 21 Mars 2014

6 Chiffres clés Réseau de Transport : km kv : km kv : km - 150kV : 147 km - 60 KV : km A fin Décembre 2014 THT 50% Puissance Totale THT & HT : MVA Réseau à fibres Optiques : 6500 km HT 50% 6

7 Réseau du transport THT-HT Janvier

8 Sources de satisfaction de la demande Interconnexion Maroc Espagne IME Interconnexion Maroc Algérie IMA Réseau du transport Electrique Parc de production ONEE ( thermique + hydro + éolien) 8

9 Parc de production à fin Décembre 2014 Puissance installée en MW Variation (%) Hydraulique ,0 Thermique ,9 Charbon vapeur ,9 Fuel vapeur ,0 Turbines à Gaz ,0 Diesel ,0 Cycle Combiné ,0 Gasoil ,0 Eolien ,8 Total ,9 9

10 Equilibre Offre-Demande Direction DOS 10

11 Satisfaction de la pointe maximale 11

12 Livraisons d énergie année Régies de distribution urbaines 12,3% 3 Distributeurs privés Lydec, Redal, Amendis 25.8% LIVRAISONS année GWh Var 2014/2013 : +4,8 % Clients directs ONEE THT-HT 15,3% 10 Directions ONEE de distribution 46,5% 12 12

13 Evolution du taux d accroissement annuel moyen de l énergie nette depuis 2000 *y compris l énergie éolienne via réseau client 13

14 Projection de la demande Energie ( TWh) , , , ,5 Sc. de référence

15 % Evolution du taux de pertes du réseau de transport depuis ,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0, Taux de pertes 6,0 5,8 5,6 5,4 5,3 4,8 4,7 4,7 4,4 4,2 4,4 4,38 4,4 4,3 15

16 MWh Evolution de l énergie non distribuée 1 200, ,00 Antenne Réseau bouclé Total 800,00 600,00 400,00 200,00 0, Antenne 884,60 656,10 771,21 907,06 311,00 257,19 154,48 114,17 145,28 182,32 Réseau bouclé 208,90 221,10 61,44 84,25 136,00 132,96 107,37 109,93 42,84 47,61 Total 1 093,50 877,20 832,65 991,31 447,00 390,15 261,85 224,10 188,12 229,93 16

17 mn Evolution du temps de coupure équivalent 160,00 Evolution du Temps de coupure équivalent 140,00 Antenne Réseau bouclé Total 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0, Antenne 154,00 99,10 99,40 109,22 37,40 28,78 15,38 10,54 12,98 15,48 Réseau bouclé 6,00 5,80 1,50 1,95 3,00 2,80 2,06 1,95 0,74 0,79 Total 31,20 23,00 20,40 22,95 9,90 8,10 5,03 3,98 3,26 3,80 17

18 Evolution du taux de microcoupures sur 100 km 4,00 3,50 3,58 3,20 3,00 2,90 2,90 2,50 2,62 2,45 2,43 2,00 2,02 1,50 1,60 1,48 1,00 0,50 0,

19 ENERGIES RENOUVELABLES AU COUEUR DE LA STRATEGIE NATIONALE DU SECTEUR ELECTRIQUE Contribution de l energie renouvelable stade

20 EXIGENCES DE RACCORDEMENT D UN PARC EOLIEN AU RSEAU DU TRANSPORT ONEE 20

21 EXIGENCES DE RACCORDEMENT La forte augmentation de la capacité installée en termes d éolien nécessite que les parcs doivent tenir même en cas de perturbations, Grid codes pour le réseau de transport s intéressent au: 1- Régulation du système électrique : fréquence /tension 2- comportement du parc dans des conditions anormales du réseau Au contraire aux petites unités de production qui sont raccordées au niveau de la distribution qui s intéressent : - Power quality - Contribution en Pcc et au système de protection

22 EXIGENCES DE RACCORDEMENT Exigences communes des «Grid codes»: Fault ride Throught (FRT ou LFRT) ( comportement face au creux de tension) Limites en termes de tension Limites en termes de fréquences Régulation de la puissance active et contrôle de la fréquence Régulation de la puissance réactive /facteur de puissance et contrôle de la tension

23 EXIGENCES DE RACCORDEMENT I. Fault ride Throught (FRT ou LFRT) Parc doit tenir même en cas de creux de tension allant pour quelques pays jusqu à 0% de Vn pour une durée bien spécifique Ils doivent contribuer également à la rétablissement rapide de P/Q à la situation initiale avant défaut après rétablissement de la tension Quelques uns exigent l augmentation en énergie réactive durant la perturbation pour apporter le support à la tension ( comme le cas des machins conventionnelles ) La caractéristique diffère d un pays à l autre suivant le réseau et le système de protection

24 EXIGENCES DE RACCORDEMENT I. Fault ride Throught (FRT ou LFRT)

25 EXIGENCES DE RACCORDEMENT I. Tenue face au creux de tension Le parc doit tenir pour des creux de tension allant jusqu à 80%Un pendant 600ms

26 EXIGENCES DE RACCORDEMENT II. Exigences pour le courant réactif lors de creux de tensions Les Grid codes préconisent que les parcs fournissent un support pour le réseau par la production de l énergie réactive durant le défaut pour le maintien et aussi le rétablissement rapide de la tension Et même les parcs doivent aller au delà de 100 % de leurs capacités en termes de production en énergie réactive,

27 EXIGENCES DE RACCORDEMENT III. Contrôle de la puissance active et de la fréquence Capacité du parc à contribuer à la régulation de la puissance active selon la déviation de fréquence par rapport à la fréquence nominale: «Germain code» Pour f>50,2 Hz le parc doit réduire la puissance à sa sortie de 40 % de la puissance disponible pour chaque déviation de 1 Hz, «british code» prévoit que e parc doit se disposer d un système de régulation de fréquence pour contribuer au réglage primaire et secondaire, Pour notre cas le parc doit continuer à fournir sa puissance maximale indépendamment de la fréquence.

28 EXIGENCES DE RACCORDEMENT IV. Limites de fonctionnement pour la tension et pour la fréquence: Parcs doivent fonctionner et d une manière continue pour des variations de fréquences et de tensions qui restent dans des plages prédéfinies Mais aussi et pour une durée limitée dans des conditions en dehors des plages précitées, Limites extrêmes [47Hz, 54 Hz] mais [45, 55Hz] pour New Zealand TENUE AUX VARIATIONS DE FREQUENCE o Situation normale : 50 ± 0,1Hz o Situation dégradée : Hz/-2,5Hz : [47,5 Hz, 52Hz] TENUE AUX VARIATIONS DE LA TENSION o Pour 400 KV : ±5% o Pour 225 KV : +8.8 %/-10% o Pour 60KV : ±10%

29 EXIGENCES DE RACCORDEMENT V. Contrôle de puissance réactive et de la tension La fourniture de l énergie réactive est importante pour le réglage de la tension, Son influence sur le plan de tension dépend beaucoup de la puissance de CC réseau Plusieurs modes de régulations: Tension au point de raccordement, Facteur de puissance Puissance réactive au point de raccordement

30 EXIGENCES DE RACCORDEMENT V. Contrôle de puissance réactive et de la tension Pour le Maroc : Le parc doit permettre la fourniture et l absorption du réactif : Absorption : Au moins entre 0 et 0.3Pn Fourniture : Au moins entre 0 et 0.4Pn

31 EXIGENCES DE RACCORDEMENT VI. Qualité d alimentation Flicker Les valeurs limites pour le flicker réseaux HT et THT sont : Pst = 0.8 Plt = 0.6 Déséquilibre de la tension Le taux de déséquilibre (Vi/Vd) en THT est de 1% conformément à la norme CEI

32 EXIGENCES DE RACCORDEMENT Harmoniques Le tableau ci-dessous donne les valeurs limites des niveaux des tensions harmoniques (en pour-cent de la tension nominale) en HT et THT conformément à la norme CEI Rangs impairs non multiples de 3 Rangs impairs multiples de 3 Rangs pairs Rang h Tension Harmonique (%) Rang h Tension Harmonique (%) Rang h Tension Harmonique(%) > > > x25/h Taux de distorsion harmonique total (THD) : 3% en HT-THT

33 MERCI DE VOTRE ATTENTION 33